Геология и геохимия нефти и газа
..pdfизобутан, двуокись углерода), в том числе в форме клатратных соединений водой газогидратов. Как только при данных термобарических условиях (главным образом при повышении давления и низких температурах) концентрация конкретного газа становится досточной, образуются газогидраты. Наиболее широко распространены газогидраты метана. Толщи, содержащие газогидраты, развиты на обширных площадях и под дном морей и океанов в различных климатических зонах; газогидраты представляют собой крупные ресурсы газа.
Криогенные флюидоупоры обладают высокими изолирующими свойствами, с ними связан ряд газовых месторождений на севере Западной Сибири. Но их свойства могут изменяться при изменении температуры и давления. После снижения давления часть гидратов разлагается на газ и воду. В верхней части разреза Бованенковского газоконденсатного месторождения на Ямале располагается зона метастабильности газогидратов мощностью до 250 м. В этой зоне часто фиксируются газопроявления, которые существенно осложняют буровые работы и эксплуатацию газодобывающих скважин. В Мессояхском газовом месторождении на северо-востоке Западной Сибири в неглубоко залегающих залежах при низких пластовых температурах происходит обильное гидратообразование. Являясь частью залежи, они в то же время могут рассматриваться и как экраны для газонасыщенных частей пласта.
На экранирующую способность покрышек влияют распространенность (протяженность), мощность, состав, однородность, тектоническая нарушенность, глубина залегания и т.п.
Э.А. Бакиров предложил классификацию флюидоупоров по масштабу распространенности.
1.Региональные покрышки – это непроницаемые толщи пород, распространённые на всей территории нефтегазоносной провинции (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция).
2.Субрегиональные покрышки – это непроницаемые толщи пород, к которым приурочены нефтегазоносные области (туронские глины в Западно-Сибирской провинции).
61
3. Зональные покрышки – это непроницаемые толщи пород, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления (кунгурские отложения в Прикаспийской впадине)
4. Локальные покрышки – это непроницаемые толщи пород, которые контролируют локальную структуру (майкопские глины Журавского месторождения).
По литологическому составу породы-покрышки делятся:
1)на однородные покрышки, состоящие из пород одного литологического состава (глинистые).
2)неоднородные покрышки, состоящие из пород различного литологического состава (глинисто-соляные).
Нефтенасыщенность
В нефтяной и газовой залежах не весь объем пор заполнен нефтью (газом), часть его занята связанной (остаточной) водой. Связанная вода находится в коллекторе как в виде пленок, покрывающих тонким слоем частицы пород, так и в тонких капиллярах. Она не принимает участие в движении жидкости в пористой среде при обычных методах разработки. Количество связанной воды определяется характером породы и размерами пор. Содержание нефти в коллекторе оценивается коэффициентом нефтенасыщенности, показывающим, какая часть пор из общего объема занята нефтью и какая – связанной водой.
Если объем всех открытых пор равен VO, то это объем можно представить как сумму пор, занятых нефтью (VН), и пор, занятых водой (VВ):
VO = VН + VВ.
Тогда
KН = VН ;
VО
KВ = VВ ,
VO
62
где KН – коэффициент нефтенасыщенности, KВ – коэффициент водонасыщенности.
Из этих соотношений очевидно, что KН + KВ = 1. Содержание связанной воды в нефтенасыщенных породах колеблется от 0,06 до 0,70. В случае гидрофобности частиц породы количество связанной воды может быть значительно ниже (0,03–0,08).
Пески и песчаники содержат больше связанной воды, чем карбонатные породы. Мелкозернистые песчаники, имеющие низкую проницаемость, характеризуются высоким содержанием связанной воды.
Коэффициент начальной нефтенасыщенности определяется:
1.По содержанию связанной воды в кернах, отобранных на безводном растворе.
2.По моделированию связанной воды в образцах пород
влабораторных условиях.
3.По данным промыслово-геофизических исследований скважин.
Наиболее достоверные результаты получают в 1-м и 3-м случаях.
Моделирование вытеснения пластовой воды из кернов пластовой нефтью дает менее достоверные значения начальной нефтенасыщенности, потому что при подъеме кернов на поверхность нарушаются пластовые соотношения нефти и связанной воды. Лабораторные определения нефтенасыщенности дают лишь величину остаточной нефтенасыщенности пород. Данная характеристика позволяет определить коэффициент вытеснения:
KВЫТ = KН − KНО ,
KН
где KВЫТ – коэффициент вытеснения; KН и KНО – соответст-
венно коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности, приведенные к пластовым условиям.
Средние значения коэффициента начальной нефтенасыщенности в каждой скважине определяются взвешиванием по толщине соответствующего интервала.
63
Значение коэффициента нефтенасыщенности в залежи не является постоянным как по разрезу, так и по площади. В центральной части залежи коэффициент нефтенасыщенности повышенный и постепенно уменьшается к подошве залежи (0,6–0,8). В подошве залежи коэффициент нефтенасыщенности снижается до критического, ниже которого из коллектора может быть получена нефть с водой. Обычно среднее значение коэффициента нефтенасыщенности определяется из значений, взвешенных по объему.
Для всех нефтяных залежей характерно уменьшение нефтенасыщенности по мере приближения к водонефтяному контакту, поэтому необходимо определить её хотя бы в двух зонах:
–зоне полной нефтенасыщенности пласта;
–зоне, приближенной к поверхности водонефтяного кон-
такта.
Определение нефтенасыщенности в нескольких скважинах обычно дает достаточно надежный средний результат.
Давление
Давление – один из факторов, действующих в недрах осадочных бассейнов. Оно определяется силой тяжести пород, лежащих над точкой замера, и насыщающих их жидкостей и газов. Общая формула давления:
Р = ρ gh,
где Р – давление столба пород или жидкости; ρ – плотность пород или жидкостей; h – высота; g – ускорение силы тяжести.
Для практических расчетов пользуются формулой
Р = ρ h ,
C
где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Различают два вида давлений в земной коре:
–горное;
–гидростатическое.
64
Горное давление создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давлений.
Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера). Оно определяется по формуле
РГСТ = ρ Пh ,
C
где РГСТ – геостатическое давление, МПа и Н/м2; ρ П – плот-
ность пород, слагающих разрез выше точки замера, г/см3; h – расстояние от точки замера до данной поверхности.
Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывис- тыми тектоническими процессами. Его величина и вектор в каждой точке не поддаются замеру.
Горное давление ( РГОР ) – давление в жестком каркасе по-
род, их матрице. Оно передается и жидкости (газам), заполняющей пустотное пространство пород.
Гидростатическим называют давление столба воды, устанавливающегося в скважине. Высота, над которой может подняться вода над точкой замера, называется пьезометрической высотой.
Пластовое давление – давление жидкости (газа) в пустотном пространстве коллектора, которое является геометрической суммой горного давления и разгрузки его при выходе жидкости из гидравлической природной системы по пластам, трещинам, скважинам и другим очагам разгрузки.
В случае, если коллектор свободно сообщается с поверхностью, где находится источник питания, в нем устанавливается гидростатическое давление
РГДС = РПЛ = ρ Жh ,
C
65
где РПЛ – пластовое давление; ρ Ж – плотность жидкости, г/см3;
h – превышение области питания над точкой замера, м.
Если их связь с поверхностью отсутствует, т.е. невозможна или затруднена разгрузка геостатического давления, пластовое давление будет выше гидростатического (например, в мощных глинистых пластах, разгрузка по которым затруднительна) и в зависимости от степени замкнутости коллектора находится в пределах РГ < РПЛ > РГОР .
h = РПЛС.
ρ Ж
Величина пластового давления может быть определена прямым замером с помощью глубинного манометра или по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении равновесия в системе «пласт− скважина». В последнем случае
РПЛ = hρСЖ ,
где h – высота столба жидкости в скважине, м.
Если скважина заполнена водой, нефтью и газом, давление столба будет равно сумме давлений, создаваемой каждой частью:
|
|
Р = РВ + РН + РГ |
|
|
|
|
|
||
|
|
или Р = |
(hВρ В + hНρ Н + hГρ Г |
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
С |
|
|
|
|
|
|
где Р – |
давление столба жидкости, состоящей из воды, |
нефти и |
|||||||
газа; РВ , РН, РГ |
– давление столбов воды, нефти и газа; МПа, |
||||||||
Н/м2; h , h , h – |
высота столбов воды, нефти и газа; |
ρ |
В |
,ρ ρ, |
Г |
– |
|||
В |
Н Г |
|
|
|
|
Н |
|
плотность воды, нефти и газа (в условиях скважины на соответствующей глубине).
66
16.ПОНЯТИЕОПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
ИЛОВУШКАХ
Природные резервуары и ловушки являются неразрывно связанными понятиями, так как ловушки являются частями резервуаров.
Природный резервуар – это естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов. Флюид – это нефть, газ, вода в горных породах. Морфология природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими их слабопроницаемыми породами.
Среди природных резервуаров выделяют три основных типа: пластовые, массивные и литологически ограниченные.
16.1. Пластовый резервуар
Пластовый резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных в кровле и подошве непроницаемыми породами (рис. 6, а). Пластовые резервуары характеризуются терригенными и карбонатными породами. Они хорошо выдержаны по литологии и мощности на значительных площадях нефтегазоносных областей. Породыколлекторы характеризуются небольшими мощностями (до десятков метров).
16.2. Массивный резервуар
Массивный резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных в отличие от пластовых резервуаров непроницаемыми породами только у кровли. Массивные резервуары имеют мощную толщу (несколько сот метров).
По литологии делятся:
– на однородно-массивные − они встречаются в карбонатных отложения (известняках и доломитах) (рис. 6, б);
67
–неоднородно-массивные − они сложены карбонатными
итерригенными породами (рис. 6, в).
Рис. 6. Виды резервуаров: а − пластовый резервуар; б − однородномассивный резервуар; в − неоднородно-массивный резервуар;
г− литологически ограниченный резервуар;
д− пластово-массивный резервуар
16.3.Литологически ограниченные резервуары
Кним относятся проницаемые породы-коллекторы, окружённые со всех сторон слабопроницаемыми породами (рис. 6, г); например, песчаные тела – линзы.
В природе довольно часто встречаются резервуары, которые могут быть отнесены и к пластовым, и к массивным (рис. 6, д). Такого рода резервуары (пластово-массивные) на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т.е. представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяной контакт (ВНК) и газонефтяной контакт (ГНК) находятся на одной
68
гипсометрической отметке. В таких резервуарах залежи нефти и газа значительной высоты.
16.4. Природные ловушки нефти и газа
Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений (залежей) нефти и газа. Ловушка чаще всего характеризуется застойными гидродинамическими условиями. Гравитационный фактор определяет распределение в ловушке газа, нефти и воды по их удельным весам. Н.Б. Вассоевич предлагает делить все ловушки на три основных типа: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые два типа связаны с разного рода выклиниванием пластов коллекторов. В незамкнутых ловушках углеводороды удерживаются благодаря антиклинальному перегибу слоев или существованию выступов – это структурный тип ловушек. Нефть и газ в таких ловушках как бы «плавают» на воде. В общем плане выделяются две группы ло-
вушек: структурные и |
неструктурные (неантиклинальные). |
К структурным относятся |
те ловушки, которые образовались |
в результате изгиба слоев |
природных резервуаров пластового |
и массивного типов. |
|
Очень большим разнообразием форм и генезиса характеризуются ловушки неструктурного типа. Среди них различают:
а) ловушки стратиграфических несогласий, обусловленные экранированием пласта коллектора по поверхности несогласия; б) ловушки литологические, обусловленные выклинивани-
ем или литологическим замещением пород коллекторов; в) палеогеоморфологические ловушки, обусловленные раз-
личными факторами формирования древнего рельефа.
Для образования ловушек экранирования (стратиграфического, литологического, тектонического экранирования) необходимо, чтобы в плане изогипсы кровли резервуара замыкались на линию экрана, образуя с ним замкнутый контур. Это возможно тогда, когда кровля практически моноклинального залегания резервуара испытывает поперечные структурные осложнения
69
типа структурных носов (рис. 7, б) либо экран образует нелинейную поверхность.
а |
б |
в |
Рис. 7. Условия образования залежей нефти и газа, связанных с экранированием (по Н.А. Еременко): а – залежи не образуются; б, в – образование залежей возможно; 1– нефть; 2 – газ; 3 – линии экранов; 4 – изогипсы пласта; 5 – направление миграции.
Следует отметить, что названия основных групп ловушек отражают преимущественную, но не исключительную роль того или иного фактора. Ловушки образуются, как правило, при совместном участии ряда факторов и рассматриваются как комбинированные.
В зависимости от причин, обусловливающих возникновения ловушек, различают следующие их типы:
1.Структурные.
2.Массивные.
3.Литологически ограниченные.
16.5. Структурные ловушки
Чтобы понять, что такое структурные ловушки, необходимо различать два понятия: «структурная амплитуда» и «структурный рельеф» (рис. 8).
70